Engineering

1. LLC «Gazprom drilling»

2. Kuban state technological university

1. Введение

Хандинский лицензионный участок входит в состав Ковыктинского газоконденсатного месторождения в Иркутской области России, крупнейшего на востоке России по запасам газа. Является базовым для формирования Иркутского центра газодобычи и ресурсной базой для газопровода «Сила Сибири» наряду с Чаяндинским месторождением в Якутии.

Рисунок 1 – Транспортная схема

 

Месторождение расположено в необжитой местности на востоке Иркутской области (рисунок 1), в 450 км к северо-востоку от Иркутска, на территории Жигаловского и Казачинско-Ленского районов. Территория месторождения представляет собой высокогорное плато, покрытое тёмнохвойной тайгой. Рельеф осложнён многочисленными долинами – каньонами. Климат суровый, резко континентальный.

По размеру запасов (категории С₁ + С₂) месторождение относится к категории уникальных: 2,7 трлн. м³ газа и 90,6 млн. тонн газового конденсата (извлекаемые) – в пределах лицензионных участков ПАО «Газпром» (Ковыктинский, Хандинский, Чиканский). Планируемая проектная мощность – 25 млрд. куб. м газа в год.

2. Обоснование конструкции скважины

Скважина – это цилиндрическая горная выработка, у которой длина ствола гораздо больше, чем её диаметр. Верхняя часть скважины называется устье, нижняя – забой. Стенки скважины – это ствол скважины. Обоснованная рациональная конструкция скважины должна отвечать требованиям, предъявляемым к ней со стороны геологии, бурения и особенно со стороны последующей эксплуатации.

При проектировании конструкции нефтяной скважины исходят из следующих основных требований:

· конструкция скважины должна обеспечивать свободный доступ к забою глубинного оборудования и геофизических приборов;

· конструкция скважины должна предотвращать обрушение стенок скважины;

· конструкция скважины должна обеспечивать надежное разобщение всех пластов друг от друга, т.е. она должна предотвращать перетекание флюидов из одного пласта в другой;

· она должна обеспечивать возможность герметизации устья скважины при необходимости.

· правильно выбранный диаметр каждой колонны;

· надлежащая прочность и герметичность спущенных в скважину обсадных колонн;

· минимальный расход металла на 1 м глубины скважины;

· возможность применения любого из существующих способов эксплуатации скважины;

· возможность возврата для эксплуатации перекрытых колоннами выше лежащих продуктивных пластов;

· возможность проведения ремонтных работ при бурении и эксплуатации скважины;

· герметичность зацементированного пространства;

· долговременная работа в соответствующих геолого-физических условиях, в т.ч. в коррозионной среде и др.

Сводная информация по конструкции скважины приведена в таблице 1.

Таблица 1 – Конструкция скважины

 

Наименование обсадных колонн	Конструкция скважины (усреднённая)
	диаметр, мм / глубина спуска (по вертикали), м	высота подъёма цементного раствора, м
Направление	426/40	0-40
Кондуктор	324/400	0-400
Промежуточная колонна	245/1700	0-1700
Эксплуатационная колонна	178/2715	0-2715
Хвостовик	127/2465-3110	2465-3110

 

Принятая конструкция позволяет осуществить проведение полного комплекса геолого-геофизических исследований (ГИС, испытание пластов в открытом стволе, отбор керна, гидродинамические исследования), использовать современное оборудование и инструмент для бурения и испытания скважины.

Направление спускается с целью предотвращения размыва устья скважины, поглощений, осыпей и обвалов, создания замкнутой циркуляции бурового раствора при бурении под кондуктором.

Кондуктор спускается в среднюю часть верхоленской свиты с целью перекрытия зон поглощений, закрепления склонных к обвалам пород, затронутых выветриванием, перекрытия пресных водоносных горизонтов.

Промежуточная колонна спускается в нижнюю часть булайской свиты с целью перекрытия зон поглощений в отложениях литвинцевской и ангарской свит.

Эксплуатационная колонна спускается в кровлю тэтэрской свиты с целью перекрытия соленосных отложений бельской и усольской свит.

Хвостовик спускается с целью разобщения и качественного испытания продуктивных пластов.

Решение о спуске хвостовика принимается по результатам ГИС и исследований MDT в открытом стволе.

В случае возникновения катастрофических поглощений при бурении под промежуточную и эксплуатационную колонны, использовать профильные перекрыватели типа ОЛКС 295 и ОЛКС 216 по 300 м для каждого типоразмера и двойную оснастку ОЛКС.

3. Совмещённый график давлений

Совмещённый график давлений (рисунок 2) иллюстрирует изменение по глубине скважины давлений гидроразрыва пород, пластовых давлений и давлений столба бурового раствора. График строится на основании горно-геологиче-ских условий. При недостатке фактических данных они могут быть получены эмпирическим путём (прогнозные данные).

Совмещённый график давлений позволяет выделить в разрезе интервалы, несовместимые по условиям бурения. С учётом наличия геологических осложнений по графику совмещенных давлений решается вопрос о необходимости промежуточных (технических) колонн, их числа и глубины спуска.

Градиент пластового давления – отношение пластового давления в рассматриваемой точке пласта к глубине этой точки.

Градиент давления гидроразрыва – отношение давления гидроразрыва в рассматриваемой точке пласта к глубине этой точки.

Градиент гидростатического столба бурового раствора – отношение давления гидростатического столба БР в рассматриваемой точке скважины к глубине этой точки.

Под эквивалентом градиента давления понимают плотность жидкости, столб которой в скважине на глубине определения создает давление, равное пластовому или давлению гидроразрыва.

 

 

Рисунок 2 – Совмещённый график давлений

 

4. Обоснование плотностей бурового раствора

При бурении вращательным способом в скважине постоянно циркулирует поток жидкости, которая ранее рассматривалась только как средство для удаления продуктов разрушения (шлама). В настоящее время она воспринимается, как один из главных факторов, обеспечивающих эффективность всего процесса бурения.

При проведении буровых работ циркулирующую в скважине жидкость принято называть – буровым раствором или промывочной жидкостью.

Буровой раствор кроме удаления шлама должен выполнять другие, в равной степени важные функции, направленные на эффективное, экономичное и безопасное выполнение и завершение процесса бурения. По этой причине состав буровых растворов и оценка его свойств становился темой большого объёма научно-практических исследований и анализа.

В настоящее время в мировой практике наблюдается тенденция роста глубин бурения скважин, а как следствие, и увеличение опасности возникновения при этом различных осложнений. Кроме того, постоянно ужесточаются требования более полной и эффективной эксплуатации продуктивных пород. В этой связи буровой раствор должен иметь состав и свойства, которые обеспечивали бы возможность борьбы с большинством из возможных осложнений и не оказывали негативного воздействия на коллекторские свойства продуктивных горизонтов.

4.1. Интервал 1. Бурение под направление 426 мм в интервале 0-40 м.

Регламентируемая плотность промывочной жидкости рассчитывается, исходя из условия создания её столбом гидростатического давления, превышающего пластовое (поровое) давление на величину, определённую п. 210 ПБ НГП 2013 (10 % − для скважин глубиной менее 1200 м). Согласно расчётам плотность бурового раствора на проектную глубину по вертикали установки башмака составит r = 897 кг/м³.

В соответствии с п. 212 ПБ НГП 2013 в целях предотвращения потери устойчивости ствола скважины плотность промывочной жидкости при бурении под направление принята r = 1050 кг/м³.

Принятая плотность бурового раствора 1050 кг/м³ не противоречит правилам безопасности, в частности, созданием репрессии, не превышающей давления гидроразрыва пласта (совместимые условия бурения).

Эквивалентная плотность бурового раствора, соответствующая давлению поглощения (Р_п = 0,8 × Р_гр) на проектной глубине по вертикали установки башмака обсадной колонны, составит r_экв = 1305 кг/м³.

4.2. Интервал 2. Бурение под кондуктор 324 мм в интервале 40-400 м.

Регламентируемая плотность промывочной жидкости рассчитывается, исходя из условия создания её столбом гидростатического давления, превышающего пластовое (поровое) давление на величину, определённую п. 210 ПБ НГП 2013 (10 % − для скважин глубиной менее 1200 м). Согласно расчётам плотность бурового раствора на проектную глубину по вертикали установки башмака кондуктора составит r = 976 кг/м³.

В соответствии с п. 212 ПБ НГП 2013 в целях предотвращения потери устойчивости ствола скважины плотность промывочной жидкости при бурении под кондуктор принята r = 1050 кг/м³.

Принятая плотность бурового раствора 1050 кг/м³ не противоречит правилам безопасности, в частности, созданием репрессии, не превышающей давления гидроразрыва пласта (совместимые условия бурения).

Эквивалентная плотность бурового раствора, соответствующая давлению поглощения (Р_п = 0,8 × Р_гр) на проектной глубине по вертикали установки башмака обсадной колонны, составит r_экв = 1386 кг/м³.

4.3. Интервал 3. Бурение под техническую колонну 245 мм в интервале 400-1079 м.

Регламентируемая плотность промывочной жидкости рассчитывается, исходя из условия создания её столбом гидростатического давления, превышающего пластовое (поровое) давление на величину, определённую п. 210 ПБ НГП 2013 (10 % − для скважин глубиной менее 1200 м). Согласно расчётам плотность бурового раствора на проектную глубину по вертикали установки башмака технической колонны составит r = 976 кг/м³.

В соответствии с п. 212 ПБ НГП 2013 в целях предотвращения потери устойчивости ствола скважины плотность промывочной жидкости при бурении интервала принята r = 1050 кг/м³.

При бурении данном интервале будет применяться глинистый буровой раствор.

Эквивалентная плотность бурового раствора, соответствующая давлению поглощения (Р_п = 0,8 × Р_гр) на проектной глубине по вертикали установки башмака обсадной колонны, составит r_экв = 1386 кг/м³.

4.4. Бурение в интервале 1079-1700 м

При бурении данном интервале предусмотрен перевод на полимерглинистый соленасыщенный буровой раствор, исходя из наличия в пластах соленосных отложений, вскрываемых на глубине 1129 м.

Регламентируемая плотность промывочной жидкости рассчитывается, исходя из условия создания её столбом гидростатического давления, превышающего пластовое (поровое) давление на величину, определённую п. 210 ПБ НГП 2013 (5 % − для скважин глубиной более 1200 м). Согласно расчётам плотность бурового раствора на проектную глубину по вертикали установки башмака колонны составит r = 1070 кг/м³.

В соответствии с п. 212 ПБ НГП 2013 в целях предотвращения потери устойчивости ствола скважины плотность промывочной жидкости при бурении интервала принята r = 1240 кг/м³.

Эквивалентная плотность бурового раствора, соответствующая давлению поглощения (Р_п = 0,8 × Р_гр) на проектной глубине по вертикали установки башмака обсадной колонны, составит r_экв = 1386 кг/м³.

Интервал 4. Бурение под эксплуатационную колонну 178 мм в интервале 1700-2715 м.

Регламентируемая плотность промывочной жидкости рассчитывается, исходя из условия создания её столбом гидростатического давления, превышающего пластовое (поровое) давление на величину, определённую п. 210 ПБ НГП 2013 (5 % − для скважин глубиной более 1200 м). Согласно расчётам плотность бурового раствора на проектную глубину по вертикали установки башмака колонны составит r = 1070 кг/м³.

В соответствии с п. 212 ПБ НГП 2013 в целях предотвращения потери устойчивости ствола скважины плотность промывочной жидкости при бурении интервала принята r = 1240 кг/м³.

При бурении в данном интервале будет применяться полимерглинистый соленасыщенный буровой раствор, исходя из наличия в пластах соленосных отложений.

Эквивалентная плотность бурового раствора, соответствующая давлению поглощения (Р_п = 0,8 × Р_гр) на проектной глубине по вертикали установки башмака обсадной колонны, составит r_экв = 1427 кг/м³.

4.5. Интервал 5. Бурение под хвостовик 127 мм в интервале 2715-3110 м.

Регламентируемая плотность промывочной жидкости рассчитывается, исходя из условия создания её столбом гидростатического давления, превышающего пластовое (поровое) давление на величину, определённую п. 210 ПБ НГП 2013 (5 % − для скважин глубиной более 1200 м). Согласно расчётам плотность бурового раствора на проектную глубину по вертикали установки башмака эксплуатационной колонны составит r = 910 кг/м³.

В соответствии с п. 212 ПБ НГП 2013 в целях предотвращения потери устойчивости ствола скважины плотность промывочной жидкости при бурении под хвостовик принята r = 1070 кг/м³. При бурении данном интервале будет применяться биополимерный ингибированный буровой раствор.

Принятая плотность бурового раствора 1070 кг/м³ не противоречит правилам безопасности, в частности, созданием репрессии, не превышающей давления гидроразрыва пласта (совместимые условия бурения).

Эквивалентная плотность бурового раствора, соответствующая давлению поглощения (Р_п = 0,8 × Р_гр) на проектной глубине по вертикали установки башмака обсадной колонны, составит r_экв = 1427 кг/м³.

Сводная информация по типам, параметрам и потребности в буровых растворах приведены в таблицах 2 и 3 соответственно.

Таблица 2 – Тип и технологические параметры бурового раствора

Тип бурового раствора	Интервал бурения, м		Плотность, кг/м3	Условная вязкость, c	Показатель фильтрации, см3/30 мин.	Корка, мм	Коэффициент трения глинистой корки	СНС, дПа		рН	Пластическая вязкость, мПа · с	Динамическое напряжение сдвига, дПа	Содержание, %
													смазки	твёрдой фазы	песка
	от	до						1	10
								мин.	мин.
Глинистый	0	40	1050	> 90	< 9	2	0,3	50-125	100-150	8,5-9,5	10-25	70-120	–	до 25	–
Глинистый	40	400	1050	60-90	< 6	1,5	0,2	30-75	45-150	8,5-9,5	10-25	70-120	–	до 25	< 1
Глинистый	400	1079	1050	60-90	< 6	1,5	0,2	30-75	45-150	8,5-9,5	10-25	70-120	–	до 25	< 1
Полимерглинистый соленасыщенный	1079	1700	1240	40-60	< 6	< 1	≤ 0,2	25-45	35-70	9-10	15-25	70-120	1	до 25	< 1
Полимерглинистый соленасыщенный	1700	2715	1240	40-60	< 5	< 1	≤ 0,2	25-45	35-70	9-10	15-25	70-120	1,5	до 25	< 1
Биополимерный ингибированный*	2715	3110	1070	25-35	< 4	< 1	≤ 0,15	25-40	30-55	9-10	10-20	70-120	2	–	< 0,5
Примечания: 1. Перед приготовлением высокоминерализованного полимерного раствора произвести очистку емкостей ЦС. 2. Для предотвращения осложнений, при разбуривании продуктивных пластов, связанных с качеством бурового раствора, в обязательном порядке проводить входной контроль глинопорошка, утяжелителя, полимерных и смазывающих реагентов. СТО Газпром 2-3.2-165-2007 «Компоненты буровых растворов. Входной контроль». 3. Плотность фильтрата высокоминерализованного полимерного раствора составляет 1180 кг/м3. 4. Содержание хлорид-ионов в интервалах 1120-1700 м и 1700-2715 м должна составлять не менее 180000 мг/л, в интервале 2715-3110 м не менее 5000 мг/л. 5. Плотность бурового раствора перед вскрытием продуктивных пластов уточняется по данным станции ГТК, с учётом фактических пластовых давлений и в соответствии с требованиями п. 10.10 СТО Газпром 2-3.2-193-2008. 6. Измерение параметров бурового раствора производится в соответствии с требованиями главы XVII ПБ НГП 2013г. и нормативных документов ПАО «Газпром»: СТО Газпром 2-3.2-003-2005; СТО Газпром 2-3.23-002-2005; СТО Газпром 2-3.2-004-2005; СТО Газпром 2-3.2-005-2005; СТО Газпром 2-3.2-006-2005; СТО Газпром 2-3.2-005-2007; СТО Газпром 2-3.2-009-2005; СТО Газпром 2-3.2-010-2005; СТО Газпром 2-3.2-012-2005. 7. * – тип бурового раствора может быть изменен на раствор системы Полибур, в зависимости от результатов внедрения последнего при бурении скважин на соседних площадях.

 

 

Таблица 3 – Тип бурового раствора и его потребность

 

Интервал, м		Тип бурового раствора	Потребность бурового раствора, м3
от (верх)	до (низ)		объём ствола скважины	объём на поверхности*	объём потерь	суммарный объём	объём запаса**
0	40	глинистый	10,5	10,5	15,4	36,4	10,5
40	400	глинистый	62,1	62,1	83,3	207,5	62,1
400	1079	глинистый	84,9	84,9	81,6	251,4	84,9
1079	1700	полимерглинистый соленасыщенный	136,0	136,0	156,2	428,2	136,0
1700	2715	полимерглинистый соленасыщенный	108,4	108,4	59,7	276,5	108,4
2715	3110	биополимерный ингибированный	61,5	61,5	11,6	134,6	61,5
Примечания: 1. Объём потерь бурового раствора принят согласно СТО Газпром 2-3.2-532-2011. 2. В соответствии с п. 217 ПБ НГП 2013 при производстве буровых работ необходимо иметь запас бурового раствора в количестве не менее двух объёмов скважины: * – один в емкостях буровой установки; ** – второй разрешается иметь в виде материалов и химических реагентов для его оперативного приготовления. 3. Расчёт потребности бурового раствора произведен для усреднённого геологического разреза по скважинам.

 

 

 

5. Составы и свойства промывочных жидкостей

Во время бурения под кондуктором разбуриваются неустойчивые глинистые отложения и рыхлые песчаники, поэтому буровой раствор должен обладать высокой выносящей способностью, хорошей смазывающей способностью для предотвращения прихватов инструмента и обеспечивать сохранение устойчивости стенок скважины. Для решения этих задач используется буровой раствор с определёнными структурно-реологическими характеристиками.

Перед началом бурения ствола скважины под кондуктор буровой раствор готовится из расчётного количества бентонитового глинопорошка, например, с помощью цементировочного агрегата ЦА-320 (УНБ 160×32У) и смесителя 2СМН-20 (УС 6-30Н). При этом для получения параметров, указанных в ГТН, полученная после диспергирования бентонита глинистая суспензия дополнительно обрабатывается химическими реагентами. Непосредственно во время бурения под кондуктор буровой раствор частично нарабатывается при разбуривании глинистых отложений, что уменьшает расход бентонита на пополнение объёма раствора в процессе углубления ствола скважины.

Во избежание излишнего загрязнения бурового раствора во время цементирования и при разбуривании цементных стаканов, пачки загрязнённого цементом раствора сбрасываются во временное шламохранилище. При этом рекомендуется произвести обработку промывочной жидкости кальцинированной содой для нейтрализации и осаждения цемента.

Бурение под эксплуатационную колонну осуществляется на полимерглинистом растворе, оставшемся после бурения интервала под кондуктором, который разбавляется технической водой и обрабатывается химреагентами для достижения параметров раствора, указанных в ГТН.

В процессе бурения раствор также нарабатывается при разбуривании глинистых отложений.

 

6. Оборудование для приготовления и очистки буровых

растворов

Технология очистки не утяжелённого бурового раствора по четырёхступенчатой системе представляет собой ряд последовательных операций, включающий в себя грубую очистку (от шлама) на виброситах, тонкую очистку (песко- и илоотделение) – на гидроциклонных установках и удаление коллоидных частиц на центрифуге. Методом четырёхступенчатой очистки достигается удаление частиц выбуренной породы размерами более 0,005 мм. Подробная схема представлена на рисунке 3.

 

 

Рисунок 3 – Циркуляционная схема приготовления

и очистки буровых растворов

Буровой раствор, содержащий выбуренную горную породу, после выхода из скважины (1) по линии R1 подвергается на первой ступени грубой очистке виброситами (2). Очищенный на виброситах раствор самотёком попадает в ёмкость (3), откуда центробежным насосом (4) по линии R2 подаётся для очистки на блок гидроциклонов (5), где из раствора удаляются частицы породы размером более 0,7 мм. После очистки на гидроциклонных пескоотделительных установках буровой раствор по линии R3 направляется в активную ёмкость блока емкостей (6). Из ёмкости (6) центробежным насосом (7) по линии R4 раствор подаётся для очистки на илоотделитель (8), где из раствора удаляются частицы размером более 0,05 мм; после чего раствор по линии R5 возвращается в блок емкостей (6). Из активной ёмкости (6) буровой раствор с помощью насоса (9) по линии R6 подаётся на центрифугу (10), где из раствора удаляются частицы размером более 0,005 мм, после чего раствор по линии R7 возвращается в активную ёмкость блока емкостей (6). Очищенная промывочная жидкость буровыми насосами (11) по линии манифольда (М) подаётся в скважину (1).

Выбуренная горная порода с вибросит, пульпа с гидроциклонов и илоотделителя, а также шлам с центрифуги по линиям R8, R9, R10 и R11 поступает во временное шламохранилище (13) с последующим вывозом на полигон по сбору и утилизации нефтесодержащих буровых и бытовых отходов.

Для дегазации бурового раствора используется дегазатор (12).

Подробный перечень и номенклатурные группы оборудования представлены в таблице 4.

7. Технико-технологические решения по углублению

скважины

Под режимом бурения следует понимать сочетание параметров, которые влияют на показатели работы долота и которые бурильщик может оперативно изменять с поста управления. К числу таких параметров относятся осевая нагрузка на забой, скорость вращения долота (или число оборотов в минуту), расход промывочной жидкости. При бурении гидромониторными долотами на показатели работы большое влияние оказывает энергия струй, вытекающих из насадок долота, которая является функцией скорости истечения и диаметра струи. Сочетание этих параметров, обеспечивающее достижение наилучших показателей работы данного долота с помощью данной буровой установки, называют оптимальным режимом бурения. Режим бурения называют скоростным, если на данном этапе достигнуты наивысшие показатели работы долот и использованы более мощная буровая установка и другие более совершенные технические средства по сравнению с теми, которые применяются для массового бурения скважин на данной площади.

Таблица 4 – Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов

 

Наименование оборудования	Типоразмер или шифр	Количество комплектов, шт.	Нормативные документы на изготовление	Интервал применения, м
				от	до
Циркуляционная система	4ЦС3Д	1	ГОСТ 16350-80	0	3110
Сито вибрационное	ЛВС-1М	2	ТУ 39-00147001-145-96
Сепаратор ситогидроциклонный	СГС-1М	1	ТУ 26-02-950-82 ТУ 24-08-662-72 ТУ 39-00147001-145-96
Центрифуга	ОГШ-501У	1	ТУ 26-01-388-80	400	3110
Дегазатор	Каскад-40	1	ТУ 39-01-08-677-81	0	3110
Установка глиносмесительная	МГ-2-4	1	ТУ 26-02-9820-84	0	3110
Фрезерноструйная мельница	ФСМ-7	1	ТУ 41-01-404-81	0	3110
Смеситель с воронкой	СМ-100	1	ТУ 3661-016-53434081-2001	0	3110
Дополнительный блок приготовления*	БПР-2	1	ТУ 3661-016-53434081-2001	0	3110
Примечания: 1. * дополнительный блок приготовления бурового раствора предусматривается для ликвидации рапопроявлений в соответствии с мероприятиями по ликвидации рапопроявлений при строительстве разведочных скважин на Ковыктинском газоконденсатном месторождении, Хандинском и Южно-Усть-Кутском лицензионных участках, утверждёнными заместителем начальника Департамента ПАО «Газпром» С.К. Ахмедсафиным. 2. Циркуляционная система 4ЦС3Д включает в себя ёмкость системы очистки V = 35 м3 – 1 шт., ёмкость хранения бурового раствора V = 40 м3 – 4 шт., ёмкость БПР V = 10 м3 – 1 шт., ёмкость водяная V = 25 м3 – 1 шт., ёмкость долива 25 м3 – 1 шт., ёмкость для химических реагентов V = 3 м3 – 1 шт.

 

 

 

 

Если сочетание параметров выбирают не для получения высоких показателей работы долота, а с целью предотвращения искривления скважины,принудительного искривления её с заданной интенсивностью в нужном направлении, улучшения эффективности отбора керна и т.д., режим бурения называют специальным.

При бурении производить профилактические отрывы бурильного инструмента от забоя с последующим допуском до забоя с вращением и промывкой в течение 15-20 минут с периодичностью: 1 час – при бурении интервалов с нормальной проницаемостью; 30 минут – при бурении интервалов с высокой проницаемостью; 15 минут – в интервалах, осложнённых сальникообразованиями. Не оставлять бурильную колонну в открытом стволе без движения более 3 минут.

Новое долото обкатывать по технологии сервисной компании. При отсутствии указаний производителя приработку осуществлять с нагрузкой 2-3 тонны в течение 10-15 минут с последующим плавным увеличением нагрузки до проектных значений. Спуск нового долота осуществлять с проработкой до свободного прохождения в местах посадок и затяжек бурильной колонны и в призабойной зоне. При смене долота на бурголовку произвести очистку забоя с включением в состав КНБК фрезера-ловителя магнитного и шламометаллоуловителя. Перед началом каждого долбления производить промывку скважины при поднятом над забоем долоте до приведения параметров бурового раствора в соответствие с ГТН, но не менее объёма затрубного пространства, после окончания каждого долбления – в течение 1 цикла; перед наращиванием производить промывку в течение 5 минут. Перед наращиванием производить трёхкратную проработку ствола скважины на длину свечи и промывку в течение 15-20 минут.

При подъёме бурильной колонны постоянно производить, долив с контролем объёма доливаемого раствора.

При смене КНБК ограничивать скорость спуска до 0,3-0,4 м/с, не допуская посадок более 5 тонн. При спуске бурильной колонны за 500 м до продуктивного пласта снизить скорость до 0,2 м/с.

Подготовка ствола к спуску обсадных колонн:

1) проработке подвергаются интервалы, в которых получена посадка > 3 тонн;

2) при каждом спуске в скважину или подъёме из скважины калибрующие элементы компоновки обмеряются с записью результатов в суточный рапорт;

3) калибрование ствола заканчивается пропуском до забоя компоновки без вращения;

4) ствол скважины необходимо проработать при получении затяжек или посадок геофизических приборов.

Убедиться, что имеющийся комплект ловильного оборудования предусматривает захват всех спускаемых в скважину инструментов как изнутри, так и снаружи, независимо от диаметра и размера, а также их извлечение.

8. Компоновка низа бурильной колонны

Компоновка низа бурильной колонны (КНБК) – собранные воедино долото, переводники (с осями различной направленности), утяжелённые – трубы, центраторы и бурильные трубы в количестве и ассортименте, необходимом для обеспечения проводки скважины определённой ориентации в пространстве.

Для повышения эффективности бурения путем поддержания усилия на долото в любой момент времени и увеличение длины горизонтальных скважин устройство для создания нагрузки на долото содержит цилиндрический корпус с центральным каналом для прохода рабочей жидкости, на котором расположены две поршневые группы и устройство управления между ними. Каждая поршневая группа содержит подвижный цилиндр с захватами, выполненный с возможностью перемещения по цилиндрическому корпусу, в корпусе которого расположены неподвижный и подвижный поршни, установленные на цилиндрическом корпусе. Корпус каждого подвижного цилиндра соединён с захватом, который выполнен в виде лопасти, имеющей с внутренней стороны ролики, взаимодействующие с подвижным поршнем поршневой группы. Каждая из лопастей установлена на пружинах, шарнирно закреплённых с одной стороны на подвижном цилиндре, а с другой – на втулке с возможностью перемещения по цилиндрическому корпусу. Подвижный поршень со стороны захватов имеет клиновидные выступы, которые при перемещении взаимодействуют с роликами лопастей.

Известна также компоновка низа бурильной колонны для бурения скважины винтовым забойным двигателем, состоящая из бурильной колонны, долота, винтового забойного двигателя и телескопической системы, установленной между нижней трубой бурильной колонны и двигателем. Телескопическая система (устройство для создания нагрузки на долото) состоит из цилиндра, соединённого с бурильной колонной, и расположенного внутри неё поршня, соединённого с корпусом двигателя. В нижней части цилиндра выполнены отверстия, сообщающие внутреннюю полость цилиндра с затрубным пространством. На верхнем конце поршня установлено посадочное седло для размещения в нём стационарной или сбрасываемой насадки, выполняемой с хвостовиком под овершот. Известная компоновка позволяет осуществлять регулирование нагрузки на забой в процессе бурения.

9. Крепление скважин

Для сбора сточных вод, раствора и других жидкостей, стекающих с буровой, с последующей их откачкой на утилизацию роется шахта размерами 2,5´ 2,5´1,0 м. Шахта обшивается стальными листами.

Направление Æ 426,0 мм спускается на глубину 40 м и предназначено для предотвращения размыва устья скважины, предотвращения осыпей и обвалов и создания замкнутой циркуляции бурового раствора при бурении. Цементируется до устья.

Направление комплектуется обсадными трубами Æ 426´11,0 мм группы прочности Д с резьбовым соединением Батресс по ТУ 14-158-121-2012 в хладостойком исполнении.

Допускается применение обсадных труб производства ОАО «Газпром трубинвест» диаметром 426,0 мм с резьбовым соединением Батресс в хладостойком исполнении (ГОСТ Р 53366-2009) после получения положительного заключения ООО «Газпром ВНИИГАЗ» о возможности применения данной трубной продукции на объектах ПАО «Газпром».

Кондуктор Æ 323,9 мм спускается на глубину 400 м с целью закрепления склонных к обвалам пород, затронутых выветриванием, перекрытия интервалов возможных поглощений, а также для подвески последующих колонн. Кондуктор цементируется до устья. Устье оборудуется противовыбросовым оборудованием.

Кондуктор спускается одной секцией и цементируется в один приём через башмак прямым способом, комплектуется обсадными трубами типа TMK UP FMC 323,9´9,50 мм группы прочности К55 по ТУ 14-3Р-82-2015 в хладостойком исполнении.

Допускается применение обсадных труб производства ОАО «Газпром трубинвест» диаметром 323,9 мм с прочностными показателями не ниже расчётных с резьбовым соединением ОТТГ в хладостойком исполнении (ГОСТ Р 53366-2009) после получения положительного заключения ООО «Газпром ВНИИГАЗ» о возможности применения данной трубной продукции на объектах ПАО «Газпром».

Промежуточная колонна Æ 244,5 мм спускается на глубину 1700 м в нижнюю часть булайской свиты. Колонна спускается с целью перекрытия зон возможных осложнений в отложениях верхоленской + илгинской, литвинцевской и ангарской свит. Цементируется двумя ступенями до устья. Устье оборудуется противовыбросовым оборудованием.

Промежуточная колонна Æ 244,5 мм cпускается одной секцией и цементируется в две ступени с установкой МСЦ на глубине 900 м. Комплектуется обсадными трубами:

· в интервале 0-1195 м – обсадными трубами типа TMK UP FMC 244,5´ 10,03 мм группы прочности K55 по ТУ 14-3Р-82-2015 в хладостойком исполнении;

· в интервале 1195-1700 м – обсадными трубами типа TMK UP FMC 244,5´ 11,99 мм группы прочности R95 по ТУ 14-3Р-82-2015 в хладостойком исполнении.

Допускается применение обсадных труб диаметром 244,5 мм с прочностными показателями не ниже расчётных с резьбовым соединением ОТТГ в хладостойком исполнении (ГОСТ Р 53366-2009) после получения положительного заключения ООО «Газпром ВНИИГАЗ» о возможности применения данной трубной продукции на объектах ПАО «Газпром».

Эксплуатационная колонна Æ 177,8 мм спускается на глубину 2715 м в кровлю тэтэрской свиты с целью перекрытия соленосных отложений бельской и усольской свит. Цементируется двумя ступенями до устья. Устье оборудуется противовыбросовым оборудованием.

Эксплуатационная колонна Æ 177,8 мм cпускается одной секцией и цементируется в две ступени с установкой МСЦ на глубине 1600 м. Комплектуется обсадными трубами:

· в интервале 0-1650 м – обсадными трубами типа TMK UP FMC 177,8´ 9,19 мм группы прочности N80 по ТУ 14-3Р-82-2015 в хладостойком исполнении;

· в интервале 1650-2715 м – обсадными трубами типа TMK UP FMC 177,8´ 10,36 мм группы прочности Q135 по ТУ 14-3Р-82-2015 в хладостойком исполнении.

Допускается применение обсадных труб диаметром 177,8 мм с прочностными показателями не ниже расчётных с резьбовым соединением ОТТГ в хладостойком исполнении (ГОСТ Р 53366-2009) после получения положительного заключения ООО «Газпром ВНИИГАЗ» о возможности применения данной трубной продукции на объектах ПАО «Газпром».

Хвостовик Æ 127,0 мм спускается в интервале 2465-3110 м с целью разобщения и качественного испытания продуктивных пластов. Хвостовик цементируется по всему интервалу, комплектуется безмуфтовыми обсадными трубами трубами типа TMK UP FJ 127´7,52 мм группы прочности K55 по ТУ 14-3Р-82-2015 в хладостойком исполнении.

 

10. Расчёт избыточных давлений обсадных колонн

Крепление некоторого интервала ствола скважины обсадной колонной с последующим её цементированием – весьма важный и ответственный этап в строительстве скважины. От качества проведения этих работ в значительной степени зависит успешное выполнение последующих работ в скважине, её надёжность и долговечность.

Весь комплекс подготовительных мероприятий нацелен на то, чтобы спуск обсадной колонны проходил без вынужденных остановок и перерывов, во время спуска обсадная колонна не подвергалась непредвиденным перегрузкам, опасным с точки зрения её целостности и нарушения профиля труб, и чтобы в скважину не попали трубы с дефектами, которые могут повлечь нарушение целостности обсадной колонны или потерю герметичности.

Комплекс подготовительных мероприятий включает подготовку обсадных труб, бурового оборудования и самой скважины.

10.1. Подготовка обсадных труб

В подготовку обсадных труб входит проверка качества их изготовления и обеспечение сохранности при транспортировании к месту проведения работ и погрузо-разгрузочных операциях, а также при их перемещении на буровой.

При хорошей организации контроля обсадные трубы неоднократно подвергаются проверке и проходят следующие виды контрольных испытаний и обследований:

· гидравлические испытания на заводах-изготовителях;

· обследование наружного вида обсадных труб, проверку резьб и шаблонирование внутреннего диаметра труб на трубно-инструментальной базе бурового предприятия (УБР);

· визуальное обследование доставленных на буровую труб, промер длины каждой грубы.

Завод-изготовитель при проверке качества готовой продукции проводит гидравлические испытания обсадных труб. По действующим инструкциям испытывать необходимо все трубы диаметром до 219 мм включительно и 50 %, труб диаметром свыше 219 мм. Каждая труба поступает на испытание с навинченной и закрепленной муфтой.

Под давлением труба должна находиться не менее 10 с. Обсадная труба признаётся годной, если на её внешней поверхности не обнаруживается никаких следов проникновения влаги изнутри.

10.2. Подготовка бурового оборудования

Обеспечить безотказную работу бурового оборудования и создать наиболее благоприятные условия для буровой бригады на период спуска обсадной колонны – таковы основные задачи подготовки оборудования. Одновременно на буровую должны быть доставлены весь необходимый инструмент и материалы.

Буровая бригада совместно с представителями механической службы проверяет буровое и силовое оборудование. Особое внимание обращают на надёжность крепления и исправность буровой лебёдки и её тормозной системы, проверяют исправность буровых насосов и заменяют изношенные детали, проверяют состояние вышки и талевой системы, в случае необходимости осуществляют переоснастку талевой системы для повышения её грузоподъёмности. На высоте 8-10 м от пола на вышке устанавливают передвижную люльку для рабочего, который будет занят центрированием верхнего конца наращиваемой обсадной трубы. Проверяют состояние контрольно-измерительных приборов на буровой.

В подготовительный период на буровую доставляют достаточное количество (с резервом) дополнительного инструмента, который понадобится при спуске обсадной колонны. Обсадные трубы подвозят специальными транспортными средствами и размещают на стеллажи по секциям в порядке их спуска. На каждый комплект предусматривается резерв в количестве 5 % от метража труб.

 

10.3. Спуск обсадной колонны

Последовательность спуска секций в скважину и использование вспомогательных элементов (центраторы, скребки, турбулизаторы и др.) определяются конструкцией обсадной колонны, предусмотренной в индивидуальном плане работ по её подготовке, спуску и цементированию, который разрабатывается технологическим или производственно-технологическим отделом УБР. Во время спуска осуществляют строгий контроль за соблюдением порядка комплектования колонны в соответствии с планом по группам прочности стали и толщине стенок труб.

Сначала в скважину спускают низ обсадной колонны, включающий башмак, заливочный патрубок, обратный клапан и упорное кольцо. Все элементы низа колонны рекомендуется свинчивать с использованием твердеющей смазки на основе эпоксидных смол. Использование обратного клапана обязательно, если в скважине имелись газопроявления. Надёжность работы клапана на пропуск жидкости проверяют на поверхности посредством пробной циркуляции с помощью цементировочного агрегата, который подключают к компоновке. Затем в порядке очерёдности спуска к устью скважины подают обсадные трубы и перед наращиванием их шаблонируют. Со стороны муфты в трубу вводят жёсткий цилиндрический шаблон.

 

Условный диаметр обсадной трубы, мм
114-219	245-340	407-508
диаметр трубы и наружный диаметр шаблона, м
3	4	5

 

При подъёме трубы шаблон должен свободно пройти через неё и выпасть. Если шаблон задерживается, то трубу отбраковывают. Над устьем скважины с нижнего конца приподнятой трубы свинчивают предохранительное кольцо, промывают и смазывают резьбу.

У кондуктора и промежуточных колонн резьбовые соединения нижних труб обычно проваривают прерывистым сварным швом для предупреждения их отвинчивания при последующих работах в скважине.

Во время спуска обсадной колонны ведут документальный учёт каждой наращиваемой трубы, в нём указывают номер трубы, группу прочности стали, толщину стенки, длину трубы, отмечают суммарную длину колонны и общую её массу. На заметку берут все особые условия и осложнения, возникшие при спуске, записывают сведения об отбраковке отдельных труб и их замене.

Скорость спуска колонны поддерживают в пределах 0,3-0,8 м/с.

Если колонна оснащена обратным клапаном, после спуска 10-20 труб доливают промывочную жидкость внутрь колонны, чтобы не допустить смятия труб избыточным наружным давлением.

По мере необходимости проводят промежуточные промывки с помощью цементировочного агрегата или бурового насоса. Во время промывки необходимо непрерывно расхаживать колонну.

В нашей стране разработан метод секционного спуска обсадных колонн. Длину секций определяют с учетом грузоподъемности буровой установки, состояния скважины и прочности труб. Для спуска обсадных колонн секциями применяют специальные разъединители и стыковочные узлы, обеспечивающие соединение секций в скважине. Все секции, кроме верхней, спускают на колонне бурильных труб, которую после закачки цементного раствора отсоединяют и извлекают на поверхность. Спуск обсадных колонн секциями позволяет значительно снизить нагрузки, возникающие в буровом оборудовании при этих работах, и повысить надежность цементирования. Недостаток этого метода состоит в том, что создаётся некоторая опасность нарушения герметичности колонны на стыках секций и повышается суммарная продолжительность работ по креплению скважины. Исходные данные к расчёту обсадных колонн приведены в таблице 5.

 

Таблица 5 – Исходные данные к расчёту обсадных колонн

 

Наименование параметров	Направление	Кондуктор	Промежуточная колонна	Эксплуатационная колонна	Хвостовик
Расстояние от устья скважины, м
- до башмака	40	400	1700	2715	3110
- до уровня тампонажного раствора	0	0	0	0	2465
- до кровли проявляющего пласта:
а) газового	–	–	–	–	–
б) водогазонасыщенного	–	–	–	–	–
в) газоконденсатного	–	–	–	3020	3020
- до уровня пластового флюида в скважине (высота столба газа) во время ликвидации открытого фонтанирования:
а) газом	–	–	–	3020	3020
б) водой	–	–	–	–	–
в) газоконденсатоводяной смесью	–	–	–	–	–
Плотность, кг/м3
- относительная плотность газа по воздуху	–	–	–	0,637	0,637
- смеси пластовых флюидов	–	–	–	–	–
- опрессовочной жидкости	–	1050	1240	1000	1000
- продавочной жидкости	1050	1050	1240	1240	1070
- тампонажного раствора нормальной плотности за рассматриваемой колонной (конец продавки)	–	1830	1850	1850	1900
- облегчённого тампонажного раствора за рассматриваемой колонной (конец продавки)	1520	1520	1400	–	–
- бурового раствора за колонной	1050	1050	1050 / 1240	1240	1070
- жидкости за колонной после ОЗЦ	1121	1121	1121	1121	1121
Давления, МПа
- пластовое проявляющего пласта на глубине	–	–	–	25,67	25,67
- пластовое у башмака колонны	0,32	3,48	17,0	27,15	26,44
- гидроразрыва пород у башмака колонны	0,64	6,8	28,9	47,51	54,43
Нормативные запасы прочности для труб при расчёте
- на избыточное наружное давление	–	1,125	1,125	1,125-1,25	1,125-1,25
- на избыточное внутреннее давление	–	1,1	1,1	1,1	1,1

 

 

1. Basarygin YU.M., Bulatov A.I., Prosyolkov YU.M. Tekhnologiya bureniya neftyanyh i gazovyh skvazhin. – M.: OOO «Nedra-Biznescentr», 2001. – 679 s.
2. Bulatov A.I., Proselkov YU.M., SHamanov S.A. Tekhnika i tekhnologiya bureniya neftyanyh i gazovyh skvazhin. – M.: OOO «Nedra-Biznescentr», 2003. – 1007 s.
3. Bulatov A.I. Burovye i tamponazhnye rastvory dlya stroitel'stva neftyanyh i gazovyh skvazhin: uchebnoe posobie dlya vuzov. – Krasnodar: OOO «Prosveshchenie-YUg», 2011. – 452 s.
4. Bulatov A.I., Savenok O.V. Oslozhneniya i avarii pri stroitel'stve neftyanyh i gazovyh skvazhin. – Krasnodar: OOO «Prosveshchenie-YUg», 2010. – 522 s.
5. Bulatov A.I., Savenok O.V. Zakanchivanie neftyanyh i gazovyh skvazhin: teoriya i prakti-ka. – Krasnodar: OOO «Prosveshchenie-YUg», 2010. – 539 s.
6. Bulatov A.I., Voloshchenko E.YU., Kusov G.V., Savenok O.V. Ekologiya pri stroitel'stve neftyanyh i gazovyh skvazhin: uchebnoe posobie dlya studentov vuzov. – Krasnodar: OOO «Prosveshchenie-YUg», 2011. – 603 s.
7. Bulatov A.I., Savenok O.V. Kapital'nyj podzemnyj remont neftyanyh i gazovyh skva-zhin: v 4 tomah. – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2012-2015. – T. 1-4.
8. Bulatov A.I., Savenok O.V. Praktikum po discipline «Zakanchivanie neftyanyh i gazovyh skvazhin»: v 4 tomah: uchebnoe posobie. – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2013-2014. – T. 1-4.
9. Bulatov A.I., Savenok O.V., YAremijchuk R.S. Nauchnye osnovy i praktika osvoeniya neftya-nyh i gazovyh skvazhin. – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2016. – 576 s.
10. Bulatov A.I., Kachmar YU.D., Savenok O.V., YAremijchuk R.S. Osvoєnnya naftovih і gazovih sverdlovin. Nauka і praktika: monografіya. – L'vіv: Spolom, 2018. – 476 s.
11. Savenok O.V., Kachmar YU.D., YAremijchuk R.S. Neftegazovaya inzheneriya pri osvoenii skvazhin. – M.: Infra-Inzheneriya, 2019. – 548 s.
12. Tret'yak A.YA., Savenok O.V., Rybal'chenko YU.M. Burovye promyvochnye zhidkosti: ucheb-noe posobie. – Novocherkassk: Lik, 2014. – 374 s.
13. Oborudovanie dlya lokal'nogo krepleniya skvazhin Elektronnyj resurs. Rezhim dostu-pa: http://neft-i-gaz.ru/litera/006/10tx1.pdf
14. Agzamov F.A., Tokunova E.F., Komleva S.F. O trebovaniyah k tamponazhnym materialam i tekhnologii krepleniya dlya obsadnyh kolonn, rabotayushchih v ekstremal'nyh usloviyah // Bulatovskie chteniya: Materialy I Mezhdunarodnoj nauchno-prakticheskoj konferencii (31 marta 2017 g.): v 5 t.: sbornik statej / Pod obshch. red. d-ra tekhn. nauk, prof. O.V. Savenok. – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2017. – T. 3: Burenie neftyanyh i gazovyh skvazhin. – S. 22-29.
15. Gabdrahmanov R.R., Kuz'min V.N., Antropov V.A. Opyt primeneniya cementirovochnyh ustanovok dlya izolyacii zon pogloshcheniya // Bulatovskie chteniya: materialy II Mezhdunarod-noj nauchno-prakticheskoj konferencii (31 marta 2018 g.): v 7 t.: sbornik statej / Pod obshch. red. d-ra tekhn. nauk, prof. O.V. Savenok. – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2018. – T. 3: Burenie neftyanyh i gazovyh skvazhin. – S. 62-65.
16. Isaev A.A., Malyhin V.I., SHarifullin A.A. Burenie skvazhiny pri katastroficheskom pogloshchenii promyvochnoj zhidkosti // Bulatovskie chteniya: materialy II Mezhdunarodnoj nauchno-prakticheskoj konferencii (31 marta 2018 g.): v 7 t.: sbornik statej / Pod obshch. red. d-ra tekhn. nauk, prof. O.V. Savenok. – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2018. – T. 3: Burenie neftyanyh i gazovyh skvazhin. – S. 133-137.
17. Komilov T.O., Rahimov A.A. Sposob izolyacii zon pogloshcheniya promyvochnoj zhidkosti v skvazhine // Bulatovskie chteniya: materialy III Mezhdunarodnoj nauchno-prakticheskoj konferencii (31 marta 2019 g.): v 5 t.: sbornik statej / Pod obshch. red. d-ra tekhn. nauk, prof. O.V. Savenok. – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2019. – T. 3: Burenie neftyanyh i gazovyh skvazhin. Proektirovanie, sooruzhenie i ekspluataciya sistem truboprovodnogo transporta. – S. 69.